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Dual Exploration Model

Esplorare e trovare giacimenti, anzitutto. E poi ridurre le partecipazioni, mantenendo il controllo delle operazioni, per generare cassa.

Un approccio nuovo

Nel 2013, in Mozambico, fu una rivoluzione, un cambiamento radicale del nostro modello esplorativo. Oggi è un sistema consolidato, che Eni applica ormai ovunque si stimi di avere un potenziale esplorativo significativo.

Quel primo “esperimento” andò così: Eni, dopo aver effettuato una scoperta “giant” di gas naturale, cedette alla compagnia petrolifera cinese China National Petroleum Corporation (CNPC) la partecipazione del 20% dell’Area 4 nell’offshore del Mozambico, da poco scoperta, rimanendo proprietaria del 50%. Era la prima applicazione di un approccio nuovo e orientato alla generazione di liquidità economica, in anticipo rispetto ai tempi dell’estrazione e della vendita.

La strategia denominata “Dual Exploration Model” si basa su un principio semplice: mentre si accrescono le riserve di idrocarburi attraverso l’esplorazione, la scoperta e l’acquisizione di giacimenti, si trae vantaggio dalla monetizzazione anticipata ottenuta attraverso la vendita di quote di minoranza ad altri player, mantenendo sempre il controllo e la guida delle operazioni che rimangono a Eni. Il modello dual exploration è importante non solo per la cassa che genera, ma anche come riconoscimento, da parte del mercato, della valenza degli asset esplorativi e del profilo societario di Eni, che viene confermato ogni volta da queste acquisizioni da parte di altri operatori globali.

Da Zohr all’Indonesia, un modello globale

Dopo la “prima volta” in Mozambico, il Dual Exploration Model è stato applicato anche nel 2016 a Zohr, che al momento della scoperta era il più grande giacimento di gas naturale del mar Mediterraneo. In questo caso, le quote di minoranza nella concessione di Shorouk sono state cedute a BP e a Rosneft: agli inglesi è andato il 10%, mentre alla compagnia russa è stato ceduto il 30%. Con la stessa formula, a marzo del 2018 è stata definita la cessione di un ulteriore 10% alla Mubadala Petroleum.

Nel frattempo, nel 2017, si è conclusa la cessione di una ulteriore partecipazione indiretta del 25% dell’Area 4, nell’offshore del Mozambico, a ExxonMobil. Infine, nel 2019, Eni e Neptune Energy hanno firmato un accordo per la vendita da Eni di una quota di partecipazione del 20% dell’area Offshore East Sepinggan in Indonesia contenente la scoperta a gas di Merakes. Sono questi solo alcuni esempi rilevanti, che mostrano come il modello, sperimentato appena nel 2013, è già diventato una pratica consolidata e di grande successo.